Perspectivas do Mercado de Energia
Por Dentro da Tractebel
Florianópolis, 1º de agosto de 2013
Manoel Zaroni Torres - CEO
Tractebel Energia | GDF SUEZ - todos os direitos reservados
1
Expansão da Matriz de Eletricidade
2
PIB e Demanda de Energia Elétrica
10%
8,3%
8%
7,5%
6,1%
Variação (%)
6%
5,2%
4,5%
4,2%
3,9%
4%
3,2%
4,3% 4,4%
4,8%
4,0%
2,8%
3,4%
2,28%
2,7%
2%
2,60%
0,7%
0,9%
0%
-0,30%
-2%
2005
2006
2007
2008
Demanda de Energia Elétrica (YoY)
2009
2010
MM5anos
2011
2012
Produto Interno Bruto (YoY)
2013E
2014E
MM5anos
Fonte:
Demanda: ONS
PIB: Focus
3
Balanço Sistêmico: Uma Visão Histórica
Oferta não definida
Leilões agregarão mais oferta
O balanço sistêmico não considera a situação de contratação das distribuidoras (short/long), ou seja, seu balanço comercial.
4
Balanço Sistêmico: Expansão Contratada
Demanda: 4,1% a.a.
5
Resultado dos Leilões de Energia Nova:
Benchmark para Preços da Energia
Biomassa
203,7
177,5
1.075 MWmed
105,8
Termelétrica
203,7
176,7
6.762 MWmed
68,6
PCH
187,9
176,8
116 MWmed
172,5
Eólica
188,5
141,0
3.088 MWmed
105,9
Hidrelétrica *
194,8
114,9
12.739 MWmed
67,8
Média *
139,0
23.780 MWmed
0
50
100
150
200
250
R$/MWh
Inclui leilões de reserva e botox
* Parcela do ACL @ R$ 120/MWh
6
Preços de Energia
•
Curto Prazo
– Preços de mercado são altamente dependentes da conjuntura energética (PLD) e da
liquidez de lastro no mercado (balanço oferta/demanda)
– O piso é o PLD (gerador liquida, em última instância, ao PLD na CCEE) e o mercado
paga uma margem para remunerar lastro (às vezes, até negativa)
•
Médio Prazo
– Teto de preço é a distribuidora: se o cliente não encontrar energia abaixo da tarifa do
cativo, pode retornar ao ACR
– Piso de preço para o gerador é a expectativa de PLD
– Em mercados equilibrados em lastro, preços se situam entre esses dois batentes
•
Longo Prazo
– O driver de preço é o Custo Marginal de Expansão, hoje governado pelo custo de
expansão de termelétricas e eólicas
7
Plano Decenal de Energia Elétrica
2011: 117 GW
56%
2021: 182 GW
Termelétricas
MW
CARVÃO IMPORTADO
1440
GÁS NATURAL
2269
ÓLEO COMBUSTÍVEL
4907
ÓLEO DIESEL
176
Fonte: EPE
100% de Itaipu
8
ENA x MLT x Carga (Médias Móveis de 12 Meses)
Nota: Carga Líquida
(carga do SIN descontada a geração de pequenas usinas)
9
Preço Spot na Nova Matriz
10
Maior Dependência da Hidrologia: Volatilidade
11
Evolução da Capacidade de Armazenamento
Aumento de 5% (13 GW médios) entre 2012 e 2021
5
4,8
300
17
13
250
55
52
22
20
200
4
3,4
150
100
204
200
50
88
60
0
2012
SE/CO
S
3
2
2021
NE
N
12
Capacidade de Regularização (meses)
% Armazenamento Máximo (GW médio)
350
Demanda
Fonte: EPE
Impactos da Nova Matriz para a Operação e o Mercado
•
Importantes desafios para a operação do sistema
– Transferência de volumes significativos de energia de Belo Monte e de usinas do
Norte para o Sudeste no 1º semestre
– Intermitência de geração em fontes eólicas
– Alocação de maior reserva operativa para atendimento da ponta
•
Aumento de 40% na capacidade instalada hidrelétrica eleva a capacidade
de armazenamento em apenas 5%, diminuindo a capacidade de
regularização
– Alterações significativas dos níveis dos reservatórios ao longo de curtos ciclos
hidrológicos, ocasionando restrições operativas para as hidrelétricas
– Maior despacho termelétrico para atender às exigências sazonais da carga
– Custo Marginal de Operação converge para o Custo Variável Unitário de
termelétricas eficientes
•
Custo Marginal de Expansão governado pelo custo de expansão de
termelétricas
13
Despacho Termelétrico Veio Para Ficar
MWavg
17.000
16.000
15.000
14.000
13.000
12.000
11.000
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Jul/12 Aug/12 Sep/12 Oct/12 Nov/12 Dec/12 Jan/13 Feb/13 Mar/13 Apr/13 May/13 Jun/13
ENERGETIC
SEGURANÇA SECURITY
ENERGÉTICA
INFLEXIBILITY
INFLEXIBILIDADE
ELECTRIC
RESTRIÇÃORESTRICTION
ELÉTRICA
ECONOMIC
DESPACHO DISPATCH
ECONÔMICO
Fonte: ONS
Valores de geração bruta
14
Despacho Termelétrico Impacta a Tarifa das DISCOs
•
Tendência de elevação nos valores de Tarifa de Energia em relação aos valores da Revisão
Extraordinária ocorrida em janeiro de 2013
•
TE só não teve aumento maior devido às alterações regulatórias a partir do Decreto nº
7945/2013 (aporte CDE)
15
PLD
Preço Spot Sudeste (R$/MWh)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13
Mensal
Mensal:
R$ 130,73/MWh
16
PLD
Preço Spot Sudeste (R$/MWh)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13
Mensal
Mensal:
R$ 130,73/MWh
MM12meses
MM12 meses:
R$ 255,92/MWh
17
PLD
Preço Spot Sudeste (R$/MWh)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13
Mensal
Mensal:
R$ 130,73/MWh
MM12meses
MM12 meses:
R$ 255,92/MWh
MM36meses
MM36 Meses:
R$ 132,77/MWh
18
PLD
Preço Spot Sudeste (R$/MWh)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
jan/06 jul/06 jan/07 jul/07 jan/08 jul/08 jan/09 jul/09 jan/10 jul/10 jan/11 jul/11 jan/12 jul/12 jan/13 jul/13
Mensal
Mensal:
R$ 130,73/MWh
MM12meses
MM36meses
MM12 meses:
R$ 255,92/MWh
MM36 Meses:
R$ 132,77/MWh
19
MM60meses
MM60 meses:
R$ 100,37/MWh
O Dilema do Operador
OK
Não Despachar
UTEs
Déficit
P rejuízo para o consum idor:
corte de carga
Vertimento
P rejuízo para o consum idor:
desperdício de recurso
Despachar
UTEs
OK
20
Resolução CNPE 3/2013, de 06/03/2013 (a)
•
A aversão ao risco pelo CMSE levou ao despacho máximo de termelétricas a
partir de outubro de 2012
•
Como o modelo de PLD não capturava esse despacho intenso, o custo do
despacho estava plenamente alocado nos encargos pagos pela demanda
•
Como essa elevação conjuntural do PLD causaria aumento nas tarifas de
energia das DISCOs, o Tesouro passou a custear parte desse encargo em
2013 e as distribuidoras devolverão em cinco anos
•
Ficou claro que o modelo de preços deveria ser revisto
21
Resolução CNPE 3/2013, de 06/03/2013 (b)
Fase Transitória (até agosto de 2013)
•
O custo da segurança energética seria repartido com os geradores
–
50% via Delta-PLD para agentes expostos na CCEE, e
–
50% via rateio do ESS para todos os agentes
M etodologia Definitiva
•
Vem de longa data a unanimidade entre os agentes do setor de que o PLD deve ser aderente ao
Custo Marginal de Operação
•
Nova metodologia representará melhorias no processo de formação de preço, antecipando
despacho termelétrico e diminuindo o ESS
•
Mas, há problemas:
–
estabilidade regulatória requer que não se mude regras dentro do ano, quando posições comerciais
e estratégicas já foram tomadas pelos agentes
–
o ESS deve ser custeado totalmente pela carga, usuária do serviço prestado
–
permanece espaço para discricionariedade no ajuste dos parâmetros do modelo
22
Novo Modelo de Preços: CVaR
Representação Ilustrativa
Min 75% x E(C.O.) + 25% x CVaR50%(C.O.)
Conceito: mais peso para os cenários hidrológicos menos favoráveis
Custo de Operação
50%
23
100%
Séries (2000)
Novo Modelo de Preços: CVaR
Representação Ilustrativa
Min 75% x E(C.O.) + 25% x CVaR50%(C.O.)
Conceito: mais peso para os cenários hidrológicos menos favoráveis
Custo de Operação
VE (2000 cen)
50%
24
100%
Séries (2000)
Novo Modelo de Preços: CVaR
Representação Ilustrativa
Min 75% x E(C.O.) + 25% x CVaR50%(C.O.)
Conceito: mais peso para os cenários hidrológicos menos favoráveis
Custo de Operação
VE (1000 piores cen)
50%
25
100%
Séries (2000)
Novo Modelo de Preços: CVaR
Representação Ilustrativa
Min 75% x E(C.O.) + 25% x CVaR50%(C.O.)
Conceito: mais peso para os cenários hidrológicos menos favoráveis
Custo de Operação
VE (1000 piores cen) x 25%
Min
+
VE (2000 cen) x 75 %
50%
26
100%
Séries (2000)
16000
CVaR na Prática
14000
Espaço para
antecipar o
despacho
12000
MW med
10000
6300
6807
5398
8000
6526
3968
6000
4201
4000
1081
1667
jan/12
fev/12
1821
3005
2148
2314
2000
0
mar/12
ÓLEO E BI COMBUSTÍVEL - GÁS/ÓLEO
abr/12
mai/12
GÁS
jun/12
jul/12
BIOMASSA
27
ago/12
NUCLEAR
set/12
out/12
nov/12
CARVÃO MINERAL
dez/12
OUTROS
Novo Modelo de Preços: Simulações Jan/11 a Dez/12
•
Mecanismo de Aversão Risco aumenta a participação termelétrica e antecipa esse despacho
–
–
•
na prática, ao desconcentrar a geração termelétrica, os reservatórios são recuperados a um menor
custo
elevação do nível médio do Custo Marginal de Operação
Decorre do desejo de não depender de hidrologias favoráveis durante o período úmido
Fonte: Cepel
28
Leilões
29
Resumo Leilões ACR 2013
LEILÕES 2013
OBJETIVO
17º LAJ
Complemento
da carga(1%).
5º LER
Segurança do
sistema
FONTES
DATA
INÍCIO
SUPRIMENTO
Existentes
08/ago
01/10/2013
e
01/01/2014
3 e 12 meses
Eólicas
23/ago
01/09/2015
20 anos
16º LEN (A-5)
Hidro e
Termelétricas
Suprimento das
a Carvão, Gás
distribuidoras.
natural e
Biomassa
29/ago
01/01/2018
30 anos(H) e 25 anos (T)
17º LEN (A-3)
Suprimento das
distribuidoras
no médio prazo.
Hidro, Eólicas,
Solares, Gás
natural e
Biomassa
25/out
01/01/2016
30 anos(H) e 25 anos
(Demais)
18º LEN (A-5)
Hidro e
Suprimento das Termelétricas
distribuidoras a Carvão, Gás
no longo prazo.
natural e
Biomassa
13/dez
01/01/2018
30 anos(H) e 25 anos (T)
30
Leilão A-5 2013
•
Início de suprimento: 01 de janeiro de 2018
•
CCEAR por Quantidade (30 anos) para a UHE Sinop
–
•
preço-teto = 118 R$/MWh
CCEAR por Disponibilidade (25 anos)
–
–
–
biomassa ou UTE a carvão ou gás ciclo combinado
preço-teto = 140 R$/MWh
não serão habilitadas UTEs com CVU > 105 R$/MWh, inflexibilidade > 50% ou necessidade
de despacho antecipado (GNL)
31
Leilão de Reserva 2013
•
Início de suprimento: 01 de setembro de 2015
•
Preço-teto = 117 R$/MWh
•
Leilão exclusivo para eólicas
–
–
–
CCEAR por Quantidade (20 anos)
novo critério de Garantia Física (P90)
critério de classificação considerando a capacidade de escoamento da Rede Básica e de
Fronteira
Projetos Cadastrados
Estado
Bahia
Ceará
Maranhão
Paraíba
Pernambuco
Piauí
Rio Grande do Norte
Rio Grande do Sul
Santa Catarina
Total
N° de projetos Potência (MW)
238
5.854
77
1.797
11
318
9
264
19
501
32
943
113
2.776
153
3.437
3
150
665
16.040
32